Mendoza, 25 de junio de 2014. RESOLUCION GENERAL

Mendoza, 25 de junio de 2014.
RESOLUCION GENERAL - ATM Nº: 56
VISTO:
El expediente Nº 34-D-2014-0138 y lo dispuesto por la Constitución
de la
Provincia, las Leyes Nacionales Nº 17319 y 26197 y las Leyes Nº 7526, y
CONSIDERANDO:
Que la Constitución de la Provincia de Mendoza en su artículo 1º
establece que: “…Sus yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, como así
también toda otra fuente natural de energía sólida, líquida o gaseosa, situada en el
subsuelo y suelo, pertenecen al patrimonio exclusivo, inalienable e imprescriptible del
Estado Provincial. Su explotación debe ser preservada en beneficio de las generaciones
actuales y futuras…”
Que la Ley Nº 17319 reconoce en beneficio de las Provincias, una
participación en el producido de la actividad de exploración y/o explotación de los
yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos dentro de sus límites, reconociendo
tácitamente dominio de los yacimientos de hidrocarburos sólidos.
Que la Ley Nº 26197, en su art. 1ª, determina que los yacimientos de
hidrocarburos líquidos y gaseosos pertenecen al ESTADO NACIONAL o las provincias,
según el ámbito territorial en que se encuentren.
Que el art. 1 de la Ley Provincial Nº 7526, indica “Los yacimientos de
hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, como así también toda otra fuente natural de
energía sólida, líquida o gaseosa, situada en subsuelo y suelo, pertenecen al patrimonio
exclusivo, inalienable e imprescriptible del Estado Provincial...”
Que el art. 3º de la Ley Nº 17319 y el art. 2 de la Ley Nº 26197
establece la competencia del PODER EJECUTIVO NACIONAL para fijar la política
nacional en materia de hidrocarburos.
Que el artículo 4º de la Ley Provincial 7526 dispone que el Poder
Ejecutivo podrá, con el objeto de captar y mejorar la renta petrolera, transferir a favor de la
empresa que con participación estatal en el futuro se constituya, la jurisdicción sobre las
áreas petroleras que dispongan como así también los derechos que esa Ley confiere al
titular de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación; la Provincia
participará de la renta generada por la actividad de explotación con arreglo a lo previsto en
la misma.
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Que los titulares de los permisos de explotación y concesiones de
explotación de los yacimientos hidrocarburíferos estarán obligados a la utilización de las
técnicas más modernas, racionales y eficientes, con el objeto de optimizar la explotación
del yacimiento, artículo 69 inciso a) de la Ley Nº 17319; del artículo 70 de la misma, surge
que la información relativa a la producción de hidrocarburos en todos los yacimientos del
país, debe realizarse en la forma y oportunidad que se determine como segura y eficiente.
Que asimismo el artículo 20 de la Ley Provincial 7526, se refiere a la
obligación de los permisionarios de exploración y concesionarios de explotación por la cual
estos estarán obligados al pago de todos los tributos y derechos provinciales y municipales
existentes a la fecha de la adjudicación, en tanto el artículo 27 de la misma ley dispone:
“Para el ejercicio de sus funciones de inspección y fiscalización, el Poder Ejecutivo podrá
hacer uso de todos los medios que a tal fin considere necesarios”.
Que en virtud de lo dispuesto por las normas legales nacionales y
provinciales, se hace necesario implementar todos aquellos mecanismos que garanticen el
conocimiento preciso y oportuno de los datos de dicha producción, y faciliten la
recaudación de las regalías correspondientes.
Que el artículo 29 de la Ley 7526 estipula, el Poder Ejecutivo, en
ejercicio de ese Derecho de Dominio, fijará las Políticas Hidrocarburíferas de la Provincia,
y la ejecutará a través del Ministerio que corresponda como Autoridad de Aplicación, en
todas las consecuencias relativas a la recaudación de los derechos a percibir de los
permisionarios y/o concesionarios derivadas de los permisos de exploración y concesiones
de explotación.
Por ello, en uso de las atribuciones conferidas por el Artículo 10º, inc.
d) del Código Fiscal (t.o. s/Dto. 1284/93 y sus modificatorias) y los artículos 4° inciso a) y
10° de la Ley Nº 8521.
EL ADMINISTRADOR GENERAL DE LA
ADMINISTRACION TRIBUTARIA MENDOZA
R E S U E L V E:
Artículo 1°: OBJETO
Dispóngase el marco regulatorio del SISTEMA DE MEDICION Y TELEMEDICION DE LA
PROUCCIÓN HIDROCARBURIFERA de la Provincia de Mendoza, que tiene por objeto la
medición adquisición, transmisión y procesamiento de datos en tiempo real de la
producción hidrocarburífera en las áreas permisionadas y/o concesionadas.
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Artículo 2°: ALCANCE:
La presente norma y procedimiento alcanzan los aspectos relacionados con el control
técnico-financiero de la producción de petróleo, agua y/o de gas, constituyendo un
componente relevante en el cálculo de la producción computable para el cobro de las
regalías petrolíferas y gasíferas del Gobierno de la Provincia de Mendoza
Esta norma tiene como finalidad la estandarización y optimización de los sistemas de
medición del petróleo y del gas producido por los Permisionarios y Concesionarios, que
permita al Gobierno de la Provincia de Mendoza, la obtención de datos de la producción
en cada Punto de Medición en forma segura y eficiente, y la implementación de los
mecanismos para el control de dicha producción.
Artículo 3°: DEFINICIONES
A los efectos de la presente resolución, regirán las definiciones que se indican a
continuación. Los términos definidos en singular incluyen el plural y viceversa.
API - Manual of Petroleum Measurement Standards: Son los estándares técnicos de
mediciones de petróleo del AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE.
ASTM - Standards: Son los estándares técnicos de la AMERICAN SOCIETY FOR
TESTING AND MATERIALS.
AUTORIDAD DE APLICACION: Es la Dirección General de Regalías de la Administración
Tributaria Mendoza.
AGA Reports: Son las técnicas recomendadas por la American Gas Association, última
revisión, a la fecha de instalación del sistema de medición.
ANALISIS DE CONSISTENCIA: Es el conjunto de operaciones informáticas y/o de
auditoria que permiten validar un dato obtenido por medición, por comparación con otro
valor resultante de un procedimiento alternativo, incluso de otro origen, con el cual se
pretende ratificar o rectificar el dato anterior.
CONDUCTOS: Cañería de transporte de Hidrocarburos o Agua.
CARGADERO: Punto de Carga para transporte de camión o tren.
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GAS EN ESPECIFICACION COMERCIAL: Es el gas natural producido que, habiendo sido
sometido a un proceso de acondicionamiento y/o tratamiento, cumple -a los efectos de su
transporte- con las condiciones establecidas por la Resolución Nº 259 de fecha 7 de mayo
de 2008 del Ente Nacional Regulador del Gas.
DDJJ: Declaraciones juradas que las empresas concesionarias y/o permisionarias
presentan mensualmente a la Autoridad de Aplicación y donde constan tanto la producción
y calidad como las regalías correspondientes a la producción de hidrocarburos de cada
área, conforme a la legislación vigente.
ISO: International Standardization Organization.
MEDICION: Es el conjunto de procedimientos y cómputos que tienen por objeto determinar
las magnitudes cuantitativas y las calidades del petróleo y el gas producidos en un
yacimiento de hidrocarburos, a través de métodos que incluyen el uso de instrumentos de
medición.
VTR: Valor en Tiempo Real, es el valor de una magnitud física de producción de
Hidrocarburos o Agua, que presenta el instrumento de medición en su visor o registro.
METRO CUBICO ESTANDAR DE GAS: Es la unidad de medida a utilizar para computar la
producción de gas, entendiéndose por tal al volumen de gas natural que ocupa UN
METRO CUBICO (1 m3) en condiciones normales de presión y temperatura.
METRO CUBICO ESTANDAR DE PETROLEO: Es la unidad de medida a utilizar para
computar la producción de petróleo, entendiéndose por tal al volumen que ocupa UN
METRO CUBICO (1 m3) en condiciones normales de presión y temperatura.
PETROLEO EN ESPECIFICACION COMERCIAL: Es el petróleo producido y sometido a
un proceso de acondicionamiento y/o tratamiento, cuya composición cumple con
especificaciones requeridas por las Concesiones de Transporte, a los efectos de su
medición, transporte y comercialización, expresado en metros cúbicos.
PROTOCOLO TCP/IP: Es el conjunto de reglas que especifican el intercambio de datos u
órdenes durante la comunicación entre las entidades que forman una red. Esta es la base
de Internet que permite la transmisión de datos entre redes de computadoras
PRODUCCIÓN COMPUTABLE: Es la producción obtenida según Decreto Reglamentario
Nacional N° 1671/69:
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“III — Producción computable
a) Para los hidrocarburos líquidos: la que resulta de deducir de la producción total, de
acuerdo a las normas que fije la autoridad de aplicación:
1. El agua e impurezas que contengan los hidrocarburos extraídos.
2. El volumen cuyo uso sea justificadamente necesario para el desarrollo de las
explotaciones y exploraciones en cualquiera de las áreas en que el concesionario fuere
titular de derechos regidos por la Ley 17.319.
3. El volumen de las pérdidas producidas por caso fortuito o de fuerza mayor, debidamente
comprobadas y aceptadas por la autoridad de aplicación, ocurridas durante la extracción
de los hidrocarburos o su traslado hasta el lugar de medición.
b) Para el gas natural: Los volúmenes que el concesionario vendiere, cuyo usufructo
permitiese a terceros, o cualquier otro volumen efectivamente aprovechado en actividades
que no sean necesarias a la explotación o exploración en cualquiera de las áreas en que
aquél fuere titular de derechos regidos por la Ley 17.319. Cuando se tratare de un
yacimiento declarado como prevalentemente gasífero por la autoridad de aplicación se
presumirá que el concesionario aprovecha efectivamente la totalidad de gas natural
extraído, incumbiendo a éste la prueba de que ha sido empleado en requerimientos
propios o se ha perdido por caso fortuito o de fuerza mayor.
c) Los sistemas de medición aplicables serán determinados por la autoridad de aplicación.”
PUNTO DE MEDICION: Es el lugar en el que se mide el Petróleo y/o el Gas producidos en
los yacimientos, ya sea que dichos hidrocarburos se encuentren en Especificación
Comercial o no, y cualquier otro lugar de medición que la Autoridad de Aplicación indique.
SOPORTE ELECTRONICO: Es todo aquel dispositivo como el disco compacto (CD y
DVD), magnético como el disquete, y/o electrónicos como la memoria flash (pendrive,
memorias SD, etc.), que permite guardar información electrónica de texto, imágenes o
archivos en general, proveniente de UN (1) equipo electrónico como una computadora, un
escáner, una cámara fotográfica, etc. El formato de los archivos deberá ser acordado por
los permisionarios y concesionarios con la autoridad de aplicación
INSTRUMENTO DE MEDICION: Medidor.
INSTRUMENTO DE ADQUISICION DE DATOS: Equipo por el cual se extrae la
información contenida en los medidores.
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SISTEMA SCADA/TELESUPERVISIÓN: Es el sistema de adquisición, transmisión,
procesamiento y visualización de los datos de producción. Lo integran: redes de
transmisión por radio o cable, unidades remotas y servidores donde corren softwares
dedicados a la función de telemedición.
TELEMEDICION: Recepción a distancia de parámetros de medición (ej. Nivel de fluidos en
tanques, lecturas de caudalímetros, válvulas abiertas o cerradas, etc.)
TONELADA METRICA: Es la unidad de masa igual a Un mil kilogramos (1000 kg).
TRATAMIENTO Y/O ACONDICIONAMIENTO: Es el proceso de deshidratación y remoción
de impurezas del petróleo y del gas, y demás pasos necesarios a seguir para obtener
Petróleo en Especificación Comercial o Gas en Especificación Comercial, y del agua
utilizada en el proceso productivo para su utilización posterior, de acuerdo a la norma
vigente.
YACIMIENTOS: Son los depósitos naturales subterráneos de hidrocarburos
económicamente explotables, conformados por uno (1) o más reservorios de
hidrocarburos.
INSTRUMENTOS DE MEDICION
Artículo Nº 4: MEDICIONES.
Los Concesionarios y/o Permisionarios deberán medir la producción de hidrocarburos, en
especificación comercial, en los siguientes puntos y/o situaciones:
a) Medir la producción de hidrocarburos en los Puntos de Medición al ingreso de los
sistemas de transporte por conductos o cargaderos en sus diferentes modalidades
de transporte. Dichos puntos deberán ser informados por los Concesionarios y/o
Permisionarios a la Autoridad de Aplicación.
b) Medir las producciones de petróleo y gas, que debe asignarse a la Provincia de
Mendoza, dentro de su territorio cuando las áreas abarquen a más de UNA (1)
Provincia.
c) Medir la producción de petróleo, gas y agua, previo a que se evacue fuera del área
sujeta a la concesión de explotación o permiso de exploración.
En caso que los hidrocarburos no se encuentren en especificación comercial en los puntos
a) b) y c) indicados, los Concesionarios y/o Permisionarios tendrán 1 (un) año para
efectuar las instalaciones que permitan cumplir con la condición de comercialidad.
La Autoridad de Aplicación podrá evaluar la posibilidad de utilizar una planta para tratar los
hidrocarburos que abarquen mas de un Área, a través de proyectos presentados por los
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Concesionarios y/o Permisionarios. La evaluación consistirá en analizar la calidad y el
control de la medición de la producción computable, acordes con los requerimientos de la
Dirección General de Regalías, en las alternativas presentadas.
Así también los Concesionarios y/o Permisionarios deberán medir los volúmenes de agua
coproducida a la salida de las Plantas de Inyección de Agua o a las entradas de los pozos
inyectores y en los pozos sumideros. Dichas mediciones permitirán realizar el balance
volumétrico de los fluidos producidos, transferidos e inyectados.
Artículo Nº 5: PUNTOS DE MEDICION NUEVOS.
A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los Permisionarios y
Concesionarios realizarán a su costo, el diseño, la construcción, la operación y el
mantenimiento de los Puntos de Medición, de acuerdo con los estándares y prácticas
recomendadas, ASTM, API e ISO, según corresponda, para el petróleo, y las AGA, API e
ISO (según corresponda) para el gas.
Los Concesionarios y/o Permisionarios someterán la propuesta de los lugares de medición
a la aprobación de la Autoridad de Aplicación, quien dará su consentimiento si reúnen las
condiciones técnicas y prácticas que aseguren la efectividad del control.
Artículo Nº 6- PUNTOS DE MEDICION EXISTENTES.
Los Puntos de Medición existentes deberán estar adecuados a los estándares
mencionados en el Artículo 5º en su versión correspondiente al año de instalación. En caso
contrario, los concesionarios realizarán a su costo las adecuaciones de dichos Puntos de
Medición, acorde a los referidos estándares, dentro del plazo máximo de UN (1) año a
contar desde la entrada en vigencia de la presente resolución.
Los planos de diseño, las especificaciones técnicas, la localización, historial de operación,
mantenimiento y calibración de los Puntos de Medición, Certificados de transferencias de
hidrocarburos con su documentación anexa (certificados de análisis de muestras, actas de
entrega (delivery tickets) de los computadores) tanto para los puntos nuevos como para los
existentes deberán ser archivados por los permisionarios y concesionarios en un banco de
datos que estará a disposición de la Autoridad de Aplicación.
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Artículo Nº 7- PUNTOS DE VENTEO.
Las antorchas y las fosas de quema deberán contar con un sistema de Medición que
pueda ser compatible con un sistema de Telemedición.
Artículo Nº 8- DENOMINACION E IDENTIFICACION DE LOS PUNTOS DE MEDICION.
Los Puntos de Medición se denominarán: Puntos de Medición de Petróleo (PMP), Puntos
de Medición de Agua (PMA) y Puntos de Medición de Gas (PMG), a los que se les
asignará un código de identificación, según lo acuerde la Autoridad de Aplicación. Esta
identificación deberá ser incorporada en un Registro que llevará cada concesionario, el que
estará permanentemente actualizado y a disposición de las mencionadas autoridades.
Artículo N° 9- MANTENIMIENTO, CALIBRACIONES Y VERIFICACIONES DE LOS PUNTOS DE
MEDICION.
Los concesionarios deberán efectuar el mantenimiento, las calibraciones y verificaciones
de los Puntos de Medición, de acuerdo con el detalle y periodicidad que fije la Dirección
General de Regalías, según los criterios de las normas ASTM, API e ISO para petróleo y
AGA, API e ISO para gas según corresponda. Para la calibración de los elementos
primarios y secundarios de los Puntos de Medición PMP, PMG y PMA, se deberán utilizar
patrones de referencia homologados cada DOS (2) años, por el INSTITUTO NACIONAL
DE TECNOLOGIA INDUSTRIAL (INTI), u organismo de igual competencia, habilitados
para tal fin.
En el caso de instalaciones nuevas, cuando el instrumental instalado posea certificación de
origen emanado por un Organismo de reconocimiento internacional, no será necesaria otra
homologación hasta que haya vencido el período original.
El Concesionario o Permisionario deberá informar, con la anticipación requerida por la
Autoridad de Aplicación, la intervención del medidor para realizar el mantenimiento,
calibración y/o verificación con el objeto de planificar las Auditorias de las operaciones a
realizar.
SISTEMA DE ADQUISICION Y TRANSMISION DE DATOS
Artículo Nº 10.- GENERALES
El sistema de Telemedición de la Producción tiene como finalidad la obtención de datos
en forma segura y eficaz en los puntos de medición fiscal donde los hidrocarburos
adquieren especificación comercial; tales como puntos de transferencia del permiso de
exploración o concesión de explotación a la concesión de transporte, destilería o sistema
de transporte terrestre, hayan sido transferidos o no por venta. Así también en aquellos
otros puntos que, estando en circuitos no
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comerciales, sean relevantes para el cálculo de la producción, tales como entrada y salida
de plantas de tratamiento de petróleo (PTC), de agua (PIA) o de gas (PTG), niveles de
tanques y puntos de venteo. Asimismo se obtendrán los datos de las unidades que
transportan crudo en especificación comercial o sin ella, a través de un Sistema de Control
y Seguimiento, para lo cual contarán con GPS, precintos electrónicos (estado de las
válvulas) de las unidades de transporte de los hidrocarburos líquidos, según lo determine la
Autoridad de Aplicación.
Artículo Nº 11- La Autoridad de Aplicación realizará la implementación de los sistemas de
Telemedición (sistema SCADA) en las áreas permisionadas y/o concesionadas, a la fecha
de dictado de la presente Resolución.
La información correspondiente a la producción de petróleo y de gas será la captada en
sus puntos de origen, tomada a la salida de los computadores de volumen o de flujo,
respectivamente y trasmitida por el SISTEMA SCADA de la Provincia de Mendoza.
La autoridad de aplicación mediante resolución fundada podrá autorizar que la información
sea captada de una forma diferente siempre que se respete la condición original del dato
captado.
Artículo Nº 12 OBLIGACIONES DE LOS CONCESIONARIOS Y/O PERMISIONARIOS
Los Permisionarios y/o Concesionarios de las zonas hidrocarburíferas en las que exista
algún punto de medición y/o adquisición de datos incluido en el sistema instalado por la
Provincia, deberán adecuar sus instalaciones necesarias en las distintas materias,
implementar los vínculos de comunicaciones y otorgar las energizaciones, para que los
datos correspondientes a los puntos de medición sean accesibles y transmisibles, en el
término de quince (15) días de publicada la presente Resolución, salvo que por acto
administrativo se determine otro plazo.
La Autoridad de Aplicación podrá modificar, sustituir y/o ampliar los puntos donde se
realizará la Telemedición pudiendo, en tal caso, requerir de los Concesionarios el
cumplimiento de lo previsto en párrafo anterior, en un plazo que no podrá ser nunca inferior
a quince días hábiles.En caso de producirse nuevos puntos de medición, los Concesionarios y/o Permisionarios
deberán implementar, a su cargo, la incorporación al Sistema de Telemedición de la
Provincia de Mendoza conforme a los estándares y prácticas recomendadas en el artículo
5° de la presente resolución, previo dar aviso a la Autoridad de Aplicación, la que podrá
establecer condiciones especiales según el caso.
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Artículo Nº 13.- MANTENIMIENTO
Los concesionarios y/o permisionarios deberán realizar el mantenimiento del Sistema de
Telemedición con excepción de los puntos de medición instalados por la provincia y hasta
tanto se cumpla el plazo previsto en la Licitación Pública Internacional Nº 1070/2012.
Artículo Nº 14- AUDITORIAS
La Autoridad de Aplicación auditará el sistema de Telemedición de la producción de
hidrocarburos.
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Artículo Nº 15- Los concesionarios y/o permisionarios que reciban instrumentos de
Medición y Equipamiento de Telemedición con sus instalaciones anexas correspondientes
al sistema regulado en esta Resolución, serán responsable de la custodia y deposito de los
mismos
CÁLCULO DE LA PRODUCCION
Artículo N° 16.- La Autoridad de aplicación realizará el cálculo de la producción computable
en cada una de las Áreas, sobre la base de los datos del Sistema de Telemedición, de los
medidores de transferencia y/o los que sean aportados por las Inspecciones de campo en
los respectivos yacimientos.
En el proceso de cálculo se realizarán dos etapas de control:
a) Análisis de consistencia de datos. Control Técnico
Los datos del Sistema de Telemedición y los correspondientes a Certificados de
Transferencias intervenidos por los responsables de cada uno de los puntos de medición y
fiscalizados por los inspectores de la Dirección General de Regalías, serán sometidos a un
análisis de consistencia, previo al cálculo de la Producción Computable.
Si se comprobaran diferencias en las mediciones, se adoptará el siguiente criterio:
•
Acumuladores de volumen y masa históricos: Cuando la diferencia de valores entre
los informados por el Productor u Operador, respecto de los de la Autoridad de
Aplicación difiere en más de quince (15) m3 para los líquidos y quince mil (15.000)
m3 para hidrocarburos gaseosos, se tomará el de la Autoridad de Aplicación.
Previamente se realizarán las auditorias específicas para ratificar dichos valores.
•
Lecturas de nivel: Cuando la diferencia de valores entre los informados por el
Productor u Operador, respecto de los de la Autoridad de Aplicación difieren en
mas de cuatro (4) mm, se tomará el de la Autoridad de Aplicación. Previamente se
realizarán las auditorias específicas para ratificar dichos valores.
b) Análisis de resultados. Control Volumétrico.
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c) Una vez realizado el análisis de consistencia, se realizará el cálculo de la Producción
Computable que se conciliará con la declarada por el Concesionario y/o permisionario
según las DDJJ presentadas.
Artículo Nº 17.- Cuando la diferencia de volúmenes entre los informados por el
Permisionario y/o Concesionario, respecto de los de la Autoridad de Aplicación supere
alguna de las siguientes condiciones:
•
más de tres (3) m3 para hidrocarburos líquidos
•
más de tres mil (3000) m3 para hidrocarburos gaseosos.
−
En ambos casos, se tomará el volumen obtenido por la Autoridad de
Aplicación.
Artículo Nº 18.- Determinada la Producción Computable se procederá a determinar la
regalía de acuerdo a lo establecido en Resolución Secretaría de Energía Nº 155/92;
435/2004; 188/93; 74/94 y las que las modifiquen o sustituyan. En el caso que exista
diferencia se procederá a liquidar dando vista al Interesado de todo lo actuado por el plazo
de diez (10) días para que alegue y pruebe todas las razones de hecho y de derecho que
estime aplicables. En la misma oportunidad deberá ofrecer toda la prueba pertinente.
La autoridad de aplicación deberá expedirse sobre la procedencia de la prueba ofrecida. El
pronunciamiento que acepte su producción contendrá las medidas necesarias para su
sustanciación.
Para el caso que se desestimare la prueba ofrecida, deberá hacerse mediante decisión
fundada en el mismo acto que resuelve la procedencia de la acción de determinación
iniciada.
Artículo Nº 19 - La prueba a que se refiere el Artículo 18° deberá ser producida en un plazo
de quince (15) días a contar a partir de la notificación de la aceptación de la prueba, salvo
cuando deba presentarse o completarse documentación, en cuyo caso el plazo será de
diez (10) días.
Artículo Nº 20 - La prueba tendiente a desvirtuar los hechos tomados en cuenta por la
autoridad de aplicación para la determinación del monto a pagar en concepto de Regalías,
estará a cargo del concesionario y/o permisionario.
Artículo Nº 21 - Estando las actuaciones en estado de resolver, la autoridad de aplicación,
en el plazo de veinte (20) días prorrogables por otro período igual, deberá dictar el acto
administrativo que corresponda.
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Dicha resolución deberá contener, como mínimo, los siguientes requisitos:
a) Fecha;
b) Individualización del concesionario y/o permisionario y del área considerados en las
actuaciones;
c) Relación sucinta de la causa que dio origen a la acción administrativa;
d) Decisión adoptada por la Autoridad de Aplicación sobre el particular y sus
fundamentos;
e) Cuando corresponda, suma líquida a abonar, por el contribuyente, responsable o
tercero, discriminada por concepto. Tratándose de conceptos cuyo monto deba
actualizarse hasta el día de pago, bastará la indicación de las bases para su cálculo.
f) Firma del funcionario autorizado.
Artículo Nº 22: Cuando en el caso contemplado en el artículo 18°, el sujeto pasivo no
contestare en tiempo la vista conferida, la autoridad de aplicación emitirá la
correspondiente resolución aprobando la determinación practicada y, en su caso, aplicando
la sanción que corresponda., teniendo en cuenta lo previsto en el artículo precedente.
Artículo Nº 23- La Resolución emanada por la autoridad de aplicación será recurrible de
conformidad con los procedimientos previstos en la ley 3909. Para todo lo que no se
encuentre previsto en el presente capítulo será aplicable lo dispuesto en la mencionada
ley.
NORMAS GENERALES
Artículo N° 24- El incidente que genere pérdidas de hidrocarburos extraídos, deberá ser
anticipado a la mayor brevedad posible por vía electrónica o telefónica y posteriormente
informado con todos los detalles a la Dirección General de Regalías en un plazo de
veinticuatro (24) hs de ocurrido el siniestro para su verificación, cuantificación, estudio y
pronunciamiento, en la forma que determine la Autoridad de Aplicación.
Artículo Nº 25- El incumplimiento de las obligaciones previstas en esta resolución hará
pasible al responsable de las sanciones dispuestas por la ley 7526 y causal de caducidad
según lo prevé la ley 17319 Título VI art. 80 c) y d).
Artículo Nº 26- Desígnese como Autoridad de Aplicación de la presente Resolución a la
DIRECCIÓN GENERAL DE REGALÍAS, de la Administración Tributaria de Mendoza.
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Artículo Nº 27- Deléguese en la autoridad de aplicación las facultades previstas en la ley
7526 cuya aplicación se encuentre a cargo de la Administración Tributaria Mendoza y el
dictado de todo acto o reglamento administrativo que sea necesario a los efectos del
control técnico-financiero de la producción hidrocarburífera.
Artículo Nº 28- Pónganse la información transferida por el Sistema de Telemedición de las
Producción Hidrocarburífera a disposición de los Ministerios de Energía y de todas
aquellas reparticiones con incumbencia en la materia, a los efectos de que puedan
utilizarlas para el ejercicio de sus atribuciones propias o delegadas. Invítese a ambas
instituciones a que reglamenten la forma en que utilizarán la información suministrada.−
Artículo Nº 29- La presente Resolución comenzará a regir a los 60 (sesenta) días corridos
de la fecha de su publicación en el Boletín Oficial.
Artículo Nº 30- Publíquese en el Boletín Oficial. Comuníquese a la Dirección General de
Regalías, al Ministerio de Energía, a la Bolsa de Comercio S.A. y al Consejo Profesional de
Ciencias Económicas. Dése a conocimiento de las áreas de la Administración a través de
la página Web: www.atm.mendoza.gov.ar. Cumplido con constancias, procédase a su
archivo.